Q∕SY 1744-2014 注蒸汽热采储层伤害评价实验方法

1、Q/SY中国石油球气翻洞企业标准Q/SY 17442014注蒸汽热采储层伤害评价实验方法Formation damage evaluation with steam injection2014-08-22 发布2014-10-01 实施中国石油天然气集团公司发布Q/SY 17442014 IQ/SY 17442014 #目 次 TOC o 1-5 h z HYPERLINK l bookmark5 o Current Document itti w n HYPERLINK l bookmark6 o Current Document iMffl i2规范性引用文件1术语和定义1实验方法2水一岩

2、作用实验2原油性质变化评价实验 5液相渗透率变化评价实验 6正/反向流动评价实验7实验报告9数值修约9附录A （资料性附录）实验报告封面及首页的格式10附录B （资料性附录）水一岩作用实验报告数据的格式11附录C （资料性附录）原油性质变化评价实验报告数据的格式12附录D （资料性附录）液相渗透率变化评价实验报告数据的格式13附录E （资料性附录）正/反向流动评价实验报告数据的格式14 15Q/SY 17442014Q/SY 17442014本标准按照GB/T 1. 12009标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写给出的规则 起草。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担

3、识别这些专利的责任。 本标准由中国石油天然气集团公司标准化委员会勘探与生产专业标准化技术委员会提出并归口。 本标准起草主要单位：中国石油辽河油田分公司勘探开发研究院、中国石油新疆油田分公司实验 检测研究院。本标准主要起草人：刘宝良、贾大雷、吕道平、潘攀、冷严、彭旭、邓泳、胡军、孙土强、王 伟伟。Q/SY 17442014 Q/SY 17442014 注蒸汽热采储层伤害评价实验方法1范围本标准规定了注蒸汽热采储层伤害评价的实验方法及技术要求。本标准适用于稠油油藏在注蒸汽热采条件下储层伤害的评价实验。 2规范性引用文件分析实验室用水规格和试验方法数值修约规则与极限数值的表示和判定微米级长度的扫描电

4、镜测量方法通则岩石热解分析岩石中可溶有机物及原油族组分分析沉积岩中黏土矿物和常见非黏土矿物X衍射分析方法 碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法岩心分析方法油田水分析方法石油和沉积有机质烃类气相色谱分析方法下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文 件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T 66822008GB/T 817（）2008GB/T 165942008GB/T 186022012SY/T 51192（X）8SY/T 51632010SY/T 53292012SY/T 53362006SY/T 552320

5、06SY/T 577920083术语和定义下列术语和定义适用于本文件。1储层伤害 formation damage从打开储层直至原油开采的全过程中.由人为因素造成的产能下降，甚至完全丧失产能的现象。3. 2注蒸汽热采储层伤害 formation damage with steam injection注蒸汽热采过程中，大量高温热流体的注人.打破了储层中原有的平衡体系，在储层内部引起固 相（岩石）、液相（油、水）、气（汽）相之间的物理、化学变化，引起储层及储层物性的变化，进而 影响储层内流体渗流规律。3. 3水一岩作用 water-rock interaction注蒸汽热采过程中，注人储层的蒸汽（

6、水）与储层岩石相互作用，导致岩石骨架、黏土矿物的溶 解和迁移、转化的现象。3. 4模拟炉后水 simulated boiler water现场注汽（水）锅炉出口取样.进行水质分析，按分析所得的离子成分配制的水。3. 5模拟地层水 simulated reservoir water取目标区块的地层水水样，进行水质分析，按分析所得的离子成分配制的水。3. 6正/反向流动实验 forward and backward flow experiment改变流体流动方向，评价储层中微粒运移对储层渗流能力的伤害。7热作用 thermal effect注人储层的蒸汽（热水），引起储层岩石、流体发生的物理、化学

7、变化。4 实验方法1水一岩作用实验开展热采条件（温度和压力、热作用时间、pH值）下的水一岩作用模拟实验，取得热作用前后 的岩石、水样品，岩石样品进行X衍射全岩分析、X衍射黏土矿物分析，水样进行水质分析，对比 热作用前后的岩石矿物组分、水质组分数据，认识矿物溶解、矿物转化和水质组分的变化。2原油性质变化实验开展热采条件（温度和压力、热作用时间、pH值）下的原油热作用模拟实验，取得热作用前后 的原油样品，进行岩石热解分析、族组分分析、全烃色谱分析，对比热作用前后的原油组分等数据， 认识原油性质的变化。4.3液相渗透率变化实验根据达西定律，测定热作用前岩石的液相渗透率。然后开展热采条件（温度和压力、

8、热作用时 间、pH值）下的热作用模拟实验，测定热作用后岩石的液相渗透率。对比热作用前后岩石液相渗透 率的变化，认识注蒸汽热采对储层渗透率的伤害程度。4.4正/反向流动实验根据达西定律，测定热作用前岩石的液相渗透率（正向）。然后开展热采条件（温度和压力、热 作用时间、pH值）下的热作用模拟实验。热作用模拟实验结束后，以同样的流体、同样的流速反向 注入岩石，测定岩石的反向渗透率。对比热作用前后岩石正/反向流动渗透率的变化，认识注蒸汽热 采微粒运移对储层渗透率的伤害程度。5水_岩作用实验1实验准备5. 1. 1 岩心制备岩心制备包括：a）胶结岩心：胶结岩心可直接钻取，岩样直径25mm + （）. 4

9、mm或38mm I）. 4mm，长度不小 于直径的2. 5倍。岩样的端面和柱面平整，端面垂直于柱面，没有缺角。岩心清洗、烘干、 保存按SY/T 53362006中3. 6. 3. 7, 3. 8的规定执行。b）疏松岩心：疏松岩心先进行冷冻处理，在_18C条件下冷冻48h以上.采用冷冻钻样、包 封。岩样尺寸和要求与胶结岩心相同。岩心清洗、烘干、保存按SY/T 5336-2006中3. 6. 3. 7, 3. 8的规定执行。c）松散岩心：用于开展水一岩作用实验的松散岩心进行清洗、烘干、保存按SY/T 5336-2006 中3. 6, 3.7, 3. 8的规定执行。用于开展原油性质变化的松散岩心进行

10、冷冻保存，待用。5. 1. 2 实验用水取得目标区块的地层水、炉后水.水质分析按SY/T 5329-2012的规定执行。模拟地层水按地 层水分析数据进行配制.模拟炉后水按炉后水分析数据进行配制。5.1.3模型的制备1.3.1柱塞模型：将柱塞岩样装入加持器，待用。1.3. 2管式模型：对于松散岩样，用管式模型填砂。模型装填满足以下要求：a）岩石的粒径分布、孔隙度、渗透率与油层基本一致。b）模型长度与直径比不小于3。c）每次填砂质量相同。管式模型的装填分干装法和湿装法：a）干装法：将模型竖起，上紧端盖的一端向下，两端均加一层孔径为I）. 045mm不锈钢筛网。 视装人岩心砂总量分为若干等份装入，每

11、装人一份用橡皮锤敲击夯实，上紧端盖。b）湿装法：将模型竖起，上紧端盖的一端向下，两端均加一层孔径为0. 045mm不锈钢筛网。 视装人岩心砂总量分为若干等份装入，同时加人实验用水且始终保持水面高于砂面，用橡 皮锤不断敲击振动管壁，上紧端盖。用丙酮或无水乙醇驱替出模型中的水，用干燥的氮气 吹干。1.3. 3空气渗透率的测定：按SY/T 53362006中第6章的规定执行。5.2实验装置5.2. 1 实验流程注蒸汽热采储层伤害评价实验装置包括岩心模型、注人部分、温度和压力测量控制部分、采集部 分。注蒸汽热采储层伤害评价实验装置示意图见图1。5. 2. 2 岩心模型岩心模型性能指标要求：a）柱塞模型

12、：工作压力不小于17 MPa。b）管式模型：工作压力不小于17MPa。5.2.3 注入部分注人部分性能指标要求：a）水源：蒸馏水应达到GB/T 66822008中规定的三级水标准。b）高压驱替泵：工作压力不小于20MPa,流量准确度等级为1）.5级，压力测量精度不大于 土 （）. 5%FS。c）油容器：工作压力不小于20MPa。Q/SY 174420145. 3. 1 饱和水 Q/SY 174420145. 3. 1 饱和水 1 一高压计量泵；2油容器；3水容器；4一预热盘管；5蒸汽发生器；6加湿砂管;7手动计量泵；8岩心模型；一恒温箱；1()一冷却器；11 一回E阀；12收集器； 13氮气瓶

13、；14. 15，16 压力、差压传感器；17，18，19. 2()精密压力表图1注蒸汽热采储层伤害评价实验装置示意图水容器：工作压力不小于2()MPa。预热盘管：工作压力不小于20MPa。蒸汽发生器：温度准确度等级().1级，压力测量精度(. 5%FS。加湿砂管：工作压力不小于20MPa。手动计量粟：流量准确度等级().5级。5.2.4 温度和压力测量控制部分温度和压力测量控制部分性能指标要求:a)b)c)d)恒温箱：工作温度范围室温350C ,控温精度2C。 压力传感器：测量精度(). 5%FS。差压传感器：测量精度(). 5%FS。精密压力表：测量精度(). 25%FS。5. 2.5采集部

14、分采集部分性能指标要求：冷却器。回压阀：工作压力不小于2()MPa,滞留体积=C(). 4mL。液样收集器：采出液收集瓶精度().ImL。氮气瓶：压力不小于15MPa。电子秒表：分度值0. ()1 So电子天平：感量值()()()lgo紫外分光光度计：测光准确率(). ()(4Abs。5.3实验步骤将管式模型接人抽真空流程.真空度达到133. 3Pa后，再连续抽空2h5h，饱和模拟地层水。Q/SY 174420146.2.1热作用模拟 #Q/SY 174420146.2.1热作用模拟 5.3.2热作用模拟5. 3. 2. 1将管式模型接人如图1所示的流程。3. 2. 2根据设计的实验温度设定管

15、式模型出口端压力。2.3注人模拟炉后水，驱替速度为（）.5mL/min1. 5mL/min,驱替1. 5倍3.（）倍孔隙体积。2.4升高模型的温度至设计实验温度，升温过程中保持回压大于实验温度对应的饱和压力 0. 5MPa 1. （）MPa。2.5达到设计的热作用时间后，实验结束。取出岩心样品，烘干。烘干按SY/T 53362006中 3. 7的规定执行，取水样。5.3.3 温度和压力影响实验在热作用时间、pH值相同的条件下.按照实验方案设计逐次改变温度（对应饱和蒸汽压力）， 重复5.3.2,完成不同温度和压力的水一岩作用实验。5.3.4热作用时间影响实验在温度（对应饱和蒸汽压力）、pH值相同

16、的条件下.按照实验方案设计逐次改变热作用时间， 重复5.3.2,完成不同热作用时间的水一岩作用实验。5.3.5 pH值影响实验在温度（对应饱和蒸汽压力）、热作用时间相同的条件下，按照实验方案设计逐次改变pH值， 重复5. 3. 2,完成不同pH值的水一岩作用实验。3. 6 水、岩石组分分析取热作用前后岩心样品进行扫描电镜、全岩X衍射、黏土矿物定量分析，扫描电镜按GB/T 16594一2008中的规定执行，全岩X衍射、黏土矿物定量分析按SY/T 5163一2010中的规定执行。 取热作用前后水样进行水质分析，水质分析按SY/T 55232006中的规定执行。5.4实验结果分析对比热作用前后的岩石

17、矿物组分，即可认识矿物溶解、矿物转化。对比热作用前后的水质组分数 据，即可认识水质组分的变化。6原油性质变化评价实验6.1实验准备6.1.1实验用油：将原油加热到可流动状态，用孔径）.045mm的不锈钢筛网过滤.过滤后在低于 12（rc温度下进行脱水，含水低于0.5%为合格。1. 2岩心制备按5. 1. 1的规定执行。6.1.3模型的制备：将原油或含油岩心装人管式模型中。6.2实验步骤1.1将管式模型接人如图1所示的流程。Q/SY 17442014 Q/SY 17442014 #2. 1. 2根据设计的实验温度设定管式模型出口端压力。2. 1. 3注人模拟炉后水，驱替1).5倍孔隙体积。2.

18、1. 4升高模型的温度至设计实验温度，升温过程中保持回压大于实验温度对应的饱和压力 ().5MPa 1. OMPa。6. 2. 2 温度和压力影响实验在热作用时间、pH值相同的条件下，按照实验方案设计逐次改变温度(对应饱和蒸汽压力)， 重复6. 2. 1,完成不同温度和压力的原油性质变化评价实验。6. 2.3 热作用时间影响实验在温度(对应饱和蒸汽压力)、pH值相同的条件下.按照实验方案设计逐次改变热作用时间， 重复6. 2. 1.完成不同热作用时间的原油性质变化评价实验。6. 2.4 pH值影响实验在温度(对应饱和蒸汽压力)、热作用时间相同的条件下，按照实验方案设计逐次改变pH值, 重复6.

19、 2. 1，完成不同pH值的原油性质变化评价实验。2. 5原油性质分析取实验前后含油的固相样品进行岩石热解、族组成、原油全烃色谱等有机地球化学分析。岩石热 解分析按GB/T 18602-2012中的规定执行，族组成分析按SY/T 51192008中的规定执行，全烃 色谱分析按SY/T 57792008中的规定执行。6.3 实验结果分析对比热作用前后原油的族组成、原油全烃色谱等有机地球化学分析数据，分析原油组分的变化。 7液相渗透率变化评价实验1 实验准备按5. 1的规定执行。7. 2实验步骤7. 2.1热作用前渗透率的测定7. 2. 1. 1按5. 3. 1中的规定执行。7. 2. 1. 2将

20、柱塞模型接人如图1所示的流程。2. 1. 3将围压增加至2. ()MPa，升高模型温度至油藏温度。2. 1. 4按设计的速度用模拟地层水驱替，驱替2.()倍孔隙体积以上。驱替过程保持围压大于岩心 人口压力1. 5MPa2. OMPa。压差稳定后，记录监测数据，计算岩心渗透率。7. 2.2热作用模拟2. 2. 1根据设计的实验温度设定岩心模型出口端压力。2. 2. 2 注人模拟炉后水，驱替速度为().5mL/min1. 5mL/min，驱替3.()倍5.()倍的孔隙 体积。Q/SY 174420148.1实验准备 #Q/SY 174420148.1实验准备 2.3升高模型的温度至设计的实验温度，

21、升温过程中保持围压大于岩心人口压力1.5MPa 2. 0 MPa。2. 2. 4当围压稳定后，即模型内的岩心温度达到设计的实验温度，模拟热作用时间。7.2.3热作用后渗透率的测定2. 3. 1达到设计的热作用时间后，将岩心降至油藏温度。7. 2. 3. 2渗透率的测定按7. 2. 1. 4的规定执行。7. 2.4温度和压力影响实验在热作用时间、pH值相同的条件下，按照实验方案设计逐次改变温度（对应饱和蒸汽压力）， 重复7. 2. 17. 2.3,完成不同温度和压力的渗透率测定实验。热作用时间影响实验在温度（对应饱和蒸汽压力）、pH值相同的条件下，按照实验方案设计逐次改变热作用时间. 重复7.

22、2. 17. 2. 3,完成不同热作用时间的渗透率测定实验。pH值影响实验在温度（对应饱和蒸汽压力）、热作用时间相同的条件下，按照实验方案设计逐次改变pH值， 重复7. 2. 17. 2. 3,完成不同pH值的渗透率测定实验。7.3岩心渗透率的计算岩心渗透率按达西定律计算，见公式（1）:式中：Kl岩心液相渗透率，单位为毫达西（mD）; Qw注人速度，单位为立方厘米每秒（cm3/s）;/zw实验用水的黏度，单位毫帕秒（mPa - s）；L岩心的长度，单位为厘米（cm）；A岩心的横截面积，单位为平方厘米（cm2）;Lp岩心两端的压差，单位为千帕（kPa）；C常数，101.325。7.4实验结果分析

23、对比热作用前后的渗透率，评价岩心渗透率的变化。7. 5 质量要求测定液相渗透率时，连续测定三次取算术平均值，要求每次测定的数值与算术平均值的相对误差 应小于5%。8正/反向流动评价实验按5. 1的规定执行。Q/SY 17442014 Q/SY 17442014 8. 2实验步骤8. 2. 1 正向流动实验8. 2. 1. 1按5. 3.1的规定执行。8. 2. 1. 2将管式模型接人如图1所示的流程。2. 1. 3根据设计的实验温度设定管式模型出口端压力，将围压增加至大于岩心出口压力1.5 MPa 2. （） MPa。2. 1. 4用模拟炉后水驱替，驱替速度为0. 5mL/min 1. 5mL

24、/min。当压差稳定后，每lOmin记 录一次岩心人口压力、压差、时间，连续记录不少于3次，计算岩心液相渗透率，取算术平均值为平 均渗透率，要求每次测定的数值与算术平均值的相对误差应小于5%。8. 2.2热作用模拟2. 2. 1升高模型的温度至设计的实验温度，升温过程中保持围压大于岩心人口压力1.5MPa2. 0 MPa。2. 2. 2当围压稳定后.即模型内的岩心温度达到设计的实验温度，模拟热作用时间。8. 2.3 反向流动实验2. 3. 1达到设计的热作用时间后，反方向注人模拟炉后水。换向开始时，加密记录，2（）min后逐 渐增加时间间隔。2. 3. 2压差稳定后，每lOmin记录一次岩心人

25、口压力、压差、时间，连续记录不少于3次.计算 岩心液相渗透率，取算术平均值为平均渗透率，要求每次测定的数值与算术平均值相对误差应小 于5%。8. 2.4温度和压力影响实验热作用时间、pH值相同的条件下，按照实验方案设计逐次改变温度（对应饱和蒸汽压力）.重 复8. 2. 1-8. 2. 3.完成不同温度和压力的正/反向流动评价实验。8. 2.5热作用时间影响实验在温度（对应饱和蒸汽压力）、pH值相同的条件下.按照实验方案设计逐次改变热作用时间， 重复8. 2. 1-8. 2.3,完成不同热作用时间的正/反向流动评价实验。8. 2.6 pH值影响实验在温度（对应饱和蒸汽压力）、热作用时间相同的条件

26、下，按照实验方案设计逐次改变pH值， 重复8. 2. 1 -8. 2. 3.完成不同pH值的正/反向流动评价实验。8.3数据处理1按公式（1）计算各测点的渗透率。8.3.2以累计孔隙体积为横坐标，渗透率为纵坐标作图，得到岩心驱替曲线。8. 4结果的判断结果的判断如下：a）以反向流动实验前的直线部分作为基线.观察反向流动的驱替曲线。b）驱替曲线出现先增大后减小或先减小后增大时.可认为存在微粒运移。c）驱替曲线逐渐增大并趋于平衡值，或逐渐减小并趋于平衡值，或始终为一比较平直的斜线可 认为没有发生微粒运移。9实验报告9. 1前置部分实验报告前置部分包括：a）封面：实验报告封面的格式如图A. 1所示。

27、b）首页：实验报告首页的格式如图A. 2所示。9.2实验报告图表格式实验报告的图表格式包括：a）水一岩作用实验报告的格式参见表B. 1至表B. 3。b）原油性质变化评价实验的格式参见表C. 1。c）液相渗透率变化评价实验报告的格式参见表D. 1。d）正反向流动评价实验报告的格式参见表E. 1。10数值修约实验记录和计算应按GB/T 8170-2008的规定进行修约.并遵循先计算后修约的原则。数值修 约要求如下：一岩样长度值修约到2位小数，单位为厘米（cm）。岩样直径值修约到2位小数，单位为厘米（cm）。一岩样面积值修约到3位有效数字，单位为平方厘米（cm2 ）。一岩样空气渗透率、液相渗透率值修

28、约到5位有效数字.单位为毫达西（mD）。 岩样两端的压差值修约到4位有效数字，单位为兆帕（MPa）。注人速度值修约到2位有效数字，单位为立方厘米每秒（cm3/s）。附录 A（资料性附录）实验报告封面及首页的格式实验报告封面格式、实验报告首页格式如图A. 1和图A. 2所示。XXX X检测报告编号检测项目: TOC o 1-5 h z 地区： 井号: 井深: m送样单位: 送样人: 报吿日期： X X X X检测单位名称图A. 1实验报告封面格式X X X X检测单位名称报告页数: M样品数量: 检测依据： 检测设备: 设备编号： 检测环境: 检测人: 校核人： 授权签字人: 图A.2实验报告首

29、页格式附录B（资料性附录）水一岩作用实验报告数据的格式水一岩作用实验岩石样品普通矿物分析数据表的格式、水一岩作用实验岩石样品黏土矿物分析数 据表的格式及水一岩作用实验水样水质分析数据表的格式见表B. 1至表B. 3。准_余Xo友蓉+1id條裁彭舾彭撇n進B梂1蝌瞍鎵迄农蓉v椒咱世啐邶盤铽昍拦邶|关1.懈_农X5苌i嘆晒S躇晒5m-QZaa裙窖軀窖觀窖軀r翅rcPhW U頓。ng蝌瞍鎵迄农蓉倍-H鴣咱世N?邶鍵铽昍e邮爷 z.a咖也EQhSiI iio1NCOo1zi蝌瞍鎵迄农鸣长世长龆铽旺e邮长附录C（资料性附录）原油性质变化评价实验报告数据的格式球如oCLhIoCMZ)魅逛dlLW级銀象碾械

30、Qh趣S cn原油性质变化评价实验报告数据表的格式见表C. 1。蝌瞍鎵邮闺舗铽衾欧笨榭鸣组-苗晒 1.3蝌附录D（资料性附录）液相渗透率变化评价实验报告数据的格式液相渗透率变化评价实验报告数据表的格式见表D. 1。表D. 1液相渗透率变化评价实验报告数据表地区岩心长度 cm井号岩心直径cm样号岩心截面积 cm2层位孔隙度%井深m空气渗透率 mD序号实验条件相渗透率 mD温度C热作用时间dpH值附录E（资料性附录）正/反向流动评价实验报告数据的格式正/反向流动评价实验报告数据表的格式见表E. 1。表E. 1正/反向流动评价实验报告数据表地区岩心长度 cm井号岩心直径cm样号岩心截面积 cm2层位

31、孔隙度%井深m空气渗透率 mD序号实验条件累计孔隙体积cm3液相渗透率mD温度C热作用时间dpH值参 考 文 献张方礼，刘其成，刘宝良等.稠油开发实验技术与应用M.北京：石油工业出版社， 2007： 80 - 99.张绍槐，罗平亚.保护储集层技术.北京：石油工业出版社，1993.王红涛，庞占喜，刘大锰，王润好，崔连训.稠油油藏注蒸汽储层伤害机理及调整措施. 石油学报，2009, 30 (4)： 555 - 559.张绍槐，蒲春生，李琪.储层伤害的机理研究.石油学报，1994, 15 (4)： 58- 64.康毅力，罗平亚，高约友.储层伤害源定义作用机理和描述体系.西南石油学院学报， 1997，19 (3): 8- 13Gunter W D, et al. Modeling formation damage caused by kaolinite from 25 to 3